碳中和目标下，电改目标是构建新型电力系统，《新型电力系统发展蓝皮书》提出三步走。当前新型电力系统正处于2030年前的加速转型期，主要矛盾集中在电力供应、消纳、稳定和机制四方面。构建新型电力系统需从产业和机制两个角度入手，产业政策改革需要源网荷储同时发力，电力机制改革聚焦电力市场、电力价格和绿证制度。改革节奏上，机制改革或率先突破，产业改革顺序或为荷-网-储-源。
　　▍碳中和目标下，电改目标是构建新型电力系统，官方蓝皮书提出三步走。碳中和目标下中央提出构建新型电力系统，电改政策自2020年提出碳中和目标后层出不穷，主要集中在电源侧、市场与价格改革，进入2023年政策开始关注电网侧和负荷侧。《新型电力系统发展蓝皮书》以2030年、2045年和2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，当前新型电力系统正处于2030年前的加速转型期。
　　▍当前电力系统主要矛盾集中在电力供应、消纳、稳定和机制四方面。供应方面，去年煤价高企导致火电紧张从而引发用电安全危机，清洁能源出力不稳难以满足尖峰负荷。消纳方面，目前绿电缺乏保量且保价的消纳方式，收入的不稳定会制约装机意愿。稳定方面，当前电源侧和负荷侧双向波动使得电网运行安全遭到挑战。机制方面，电价位置结构难以匹配系统成本。
　　▍电力产业政策改革需要源网荷储同时发力。电源侧火电保供调峰，水电兼顾环境，风光精准消纳，核电逐步放开。电网侧要做到远距离输电和就地平衡兼容，短期特高压投资将高速增长以匹配风光大基地，长期要加强配电网和分布式智能电网。负荷侧，短期构建需求侧响应补偿体系，中长期培养高度灵活互动体系。储能侧，抽水蓄能政策保障合理收益，电化学储能等待技术进步，需求侧政策关注建立盈利环境，供给侧政策支持储能不同应用场景。
　　▍电力机制政策改革聚焦电力市场、电力价格和绿证制度。电力市场方面，未来中长期市场需与现货市场做好衔接，现货市场要从试点到全国，辅助服务市场需要纳入需求侧以建立市场化价格形成机制，其中预计调峰服务未来会由现货市场承担。电力价格方面，预计上网电价变动较小，输配电价过往改革目标已完成，未来电价要在电能量以外成本结构上进行优化，做到“谁享受，谁承担”。预计分时电价、辅助服务费和火电容量电价是改革方向。绿证制度方面，预计短期有望优化以引入电力用户承担新型电力系统成本，供给侧替代绿电和CCER，需求侧提高终端绿电和碳交易需求。
　　▍总结来看，机制改革或率先突破，产业改革顺序或为负荷>电网>储能>电源。我们认为机制改革早于产业改革先行，关注市场、电价和绿证。产业改革需从中长期视角观察，负荷侧最为柔性且此前政策涉猎较少，或是政策首要加持的领域。电网侧投资未来会偏向配电侧，但近2年预计仍以特高压为主。储能侧政策以推动市场盈利机制建设为主，政策鼓励推广为辅，主要依靠自身技术进步。电源方面，火电核电或得到政策支持，风光水以打补丁为主。
　　▍风险因素：宏观经济下行风险，新型电力系统建设不及预期，新能源装机不及预期，电力体制改革进度不及预期。

研究报告全文：政策视角看新型电力系统改革节奏碳中和系列报告之十四2023712中信证券研究部核心观点碳中和目标下电改目标是构建新型电力系统新型电力系统发展蓝皮书提出三步走当前新型电力系统正处于2030年前的加速转型期主要矛盾集中在电力供应消纳稳定和机制四方面构建新型电力系统需从产业和机制两个角度入手产业政策改革需要源网荷储同时发力电力机制改革聚焦电力市场电力价格和绿证制度改革节奏上机制改革或率先突破产业改革顺序或为荷-网-储-源杨帆政策研究首席碳中和目标下电改目标是构建新型电力系统官方蓝皮书提出三步走碳分析师中和目标下中央提出构建新型电力系统电改政策自2020年提出碳中和目S1010515100001标后层出不穷主要集中在电源侧市场与价格改革进入2023年政策开始关注电网侧和负荷侧新型电力系统发展蓝皮书以2030年2045年和2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点制定新型电力系统三步走发展路径当前新型电力系统正处于2030年前的加速转型期当前电力系统主要矛盾集中在电力供应消纳稳定和机制四方面供应方面去年煤价高企导致火电紧张从而引发用电安全危机清洁能源出力不稳华鹏伟电力设备与新能源难以满足尖峰负荷消纳方面目前绿电缺乏保量且保价的消纳方式收入行业首席分析师的不稳定会制约装机意愿稳定方面当前电源侧和负荷侧双向波动使得电S1010521010007网运行安全遭到挑战机制方面电价位置结构难以匹配系统成本电力产业政策改革需要源网荷储同时发力电源侧火电保供调峰水电兼顾环境风光精准消纳核电逐步放开电网侧要做到远距离输电和就地平衡兼容短期特高压投资将高速增长以匹配风光大基地长期要加强配电网和分布式智能电网负荷侧短期构建需求侧响应补偿体系中长期培养高度灵活互动体系储能侧抽水蓄能政策保障合理收益电化学储能等待技术于翔进步需求侧政策关注建立盈利环境供给侧政策支持储能不同应用场景政策研究联席首席分析师电力机制政策改革聚焦电力市场电力价格和绿证制度电力市场方面未S1010519110003来中长期市场需与现货市场做好衔接现货市场要从试点到全国辅助服务市场需要纳入需求侧以建立市场化价格形成机制其中预计调峰服务未来会由现货市场承担电力价格方面预计上网电价变动较小输配电价过往改革目标已完成未来电价要在电能量以外成本结构上进行优化做到谁享受谁承担预计分时电价辅助服务费和火电容量电价是改革方向绿证制度方面预计短期有望优化以引入电力用户承担新型电力系统成本供华夏给侧替代绿电和CCER需求侧提高终端绿电和碳交易需求电力设备与新能源分析师总结来看机制改革或率先突破产业改革顺序或为负荷电网储能电源S1010520070003我们认为机制改革早于产业改革先行关注市场电价和绿证产业改革需从中长期视角观察负荷侧最为柔性且此前政策涉猎较少或是政策首要加持的领域电网侧投资未来会偏向配电侧但近2年预计仍以特高压为主储能侧政策以推动市场盈利机制建设为主政策鼓励推广为辅主要依靠自身技术进步电源方面火电核电或得到政策支持风光水以打补丁为主联系人窦子豪风险因素宏观经济下行风险新型电力系统建设不及预期新能源装机不及预期电力体制改革进度不及预期证券研究报告请务必阅读正文之后第42页起的免责条款和声明碳中和系列报告之十四2023712目录近期电改政策不断新型电力系统蓝皮书指明方向5碳中和下电改政策不断本轮小周期电源电网和负荷侧均有涉及5蓝皮书指出构建新型电力系统分三步走当前处于电力加速转型期8当前电力系统主要矛盾集中在电力供应消纳稳定和机制四方面9电力产业政策展望源网荷储需同时发力15电源侧火电保供调峰水电兼顾环境风光精准消纳核电逐步放开15电网侧远距离输电和就地平衡兼容加强配电网以及分布式智能电网19负荷侧短期构建需求侧响应补偿体系中长期培养高度灵活互动体系22储能侧需求侧关注建立盈利环境供给侧政策支持储能不同应用场景24电力机制政策展望电力市场电力价格和绿证制度28市场现货市场从试点到全国辅助服务市场需纳入需求侧28电价持续深化改革重结构优化疏导成本而非简单调电价32绿证联动碳市场助力双碳目标完成的新兴财税政策体系35总结机制改革率先突破产业改革有先有后38风险因素40请务必阅读正文之后的免责条款和声明2碳中和系列报告之十四2023712插图目录图1新型电力系统三步走发展路径8图2风光发电量并没有随着风光装机上升而迅速增长10图3东北地区夏冬期间有效风能密度低于均值10图42022年三峡水库7-8月份入库水量不及预期10图52022年全国多省出现高温干旱天气10图6国内煤炭价格11图7海外天然气价格和居民用电价格11图8绿电的三种消纳模式占比测算12图9中国2021年用电发电负荷13图10特高压输电线路建设截至2021年底14图11特高压输电线路建设及输送电量14图12当前我国电价机制存在的主要问题及有关建议15图13各类能源累计发电装机容量15图14各类能源新增发电装机容量15图15发电侧未来将共同承担辅助服务费用17图16绿证模式与绿电模式18图17国家电网投资情况19图18全国用电量和用电量同比19图19特高压投运数量20图20十四五大基地和特高压发展布局20图21智能分布式电网概况21图22前两批风光大基地装机安装时间及外送比例22图23国家电网在2009年关于智能电网投资占比的展望22图24车辆与电网互动的多种场景23图25不同储能类型对应的储能时长和储能容量24图26源网荷各侧新型储能应用场景27图27我国电量市场组成与改革时间顺序29图28广东2021年1112月发电侧结算电量构成与未来结构预测30图29绿电消纳途径结构预测30图302019H1我国电力辅助服务费补偿结构31图31常见的三种调峰分解模式31图32我国绿证市场的主要参与方及流程35图332017-2022年风电绿证光伏绿证平均成交价格37图34风电补贴绿证光伏补贴绿证累计核发及交易情况37图352017-2022年风电补贴绿证与平价绿证成交量37图362017-2022年光伏补贴绿证与平价绿证成交量37图37电力机制改革一张图39图38电力产业政策一张图40请务必阅读正文之后的免责条款和声明3碳中和系列报告之十四2023712表格目录表1电价定价制度的变迁5表22021-2022年电改相关政策梳理6表3关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知改革重点7表42023年5月出台的两个管理办法历史沿革和关注重点7表5风光绿电消纳主体占比测算12表6储能主要技术方案及特点24表7各类电化学储能电池性能对比25表8各类电力辅助服务品种补偿机制30表9浙江省220KV两部制客户选择计费方式比选变压器容量1000千伏安33表10中国绿色电力证书交易重要政策文件与事件36请务必阅读正文之后的免责条款和声明4碳中和系列报告之十四2023712近期电改政策不断新型电力系统蓝皮书指明方向碳中和下电改政策不断本轮小周期电源电网和负荷侧均有涉及当前为完成3060双碳目标电力市场是关键而目前掣肘其发展的主要矛盾是碳中和目标与电力消纳之间的矛盾一方面为了达成碳中和目标清洁电力的装机量及其渗透率需要快速提升另一方面随着清洁能源占比提升电力系统的不稳定性导致电量消纳出清出现压力并增加了系统性成本反过来制约了清洁电力的装机量甚至可能影响居民用电安全对于政府来说碳中和是长期刚性目标居民用电安全是短期政策底线两者皆不可弃未来中长期电力领域的改革重心是进行电力市场化改革从而设计出一套能促进电量安全有效消纳的市场体系制度体系和电价结构聚焦电改我国电改三次大调整后形成三段式电价2015年起管住中间放开两头从电价形成机制来看我国大体经历了还本付息电价经营期电价三段式电价三个阶段1985年还本付息电价模式下实行一厂一价以保证新电厂的投资收益短期解决了电力短缺的问题但是长期出现电厂效率低下和发电成本上升的情况2001年国家提出了经营期电价以先进企业平均成本为基础核定平均上网电价火电和水电分别按20年30年经营期计算该模式下电价的形成仍是从成本端出发兼顾合理利润并不是由市场交易所形成的为更好提升电力市场投资和经营效率国务院在2002年发布电力体制改革方案引入三段式电价并实行了厂网分离其核心在于打破电力企业发输配一体化垂直垄断经营的模式为电力市场引入竞争机制2015年电改9号文提出按照管住中间放开两头有序放开发电环节和销售环节的竞争性环节电价并成为这一轮电改结构性周期的主线即管住输配电价放开两头的上网电价与销售电价表1电价定价制度的变迁时间段发展阶段指导文件文件内容1在价格机制上除了引入燃运加价峰谷电价丰枯水期电价等定价机制外1985年还本付息电关于鼓励集资办电和实还引入了还本付息电价机制允许发电项目在还本付息期间所发电量可以按还-2000年价行多种电价的暂行规定本付息成本税金合理利润核定售电价格2全国发电厂的发电价格主要实行一厂一价一机一价的定价模式1经营期电价是指按照发电项目经营期按先进企业社会平均成本核定平均上网电价关于规范电价管理有关2001年经营期电价2与还本付息电价相比经营期电价将按发电项目还贷需要核定还贷期的还问题的通知本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价火电按20年水电按30年经营期计算1实行厂网分开即将国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分并分别进行资产财务和人员的重组两类资产分开经营电力体制改革方案2确立三段式电价形成机制将电价划分为上网电价输电电价配电电价和终端销售电价2002年1关于推进输配电价改革的实施意见三段式电价-至今2关于推进电力市场建设的实施意见关于进一步深化电力体3关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见制改革的若干意见4关于有序开放发用电计划的实施意见5关于推进售电侧改革的实施意见6关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见资料来源国务院中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明5碳中和系列报告之十四2023712碳中和目标下中央提出构建新型电力系统改革政策自2020年提出碳中和目标后层出不穷主要集中在电源侧市场与价格改革2020年9月习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论中提出碳达峰碳中和目标此后电力系统改革就已走上快车道仅仅半年之后的2021年3月15日在习近平总书记主持召开的中央财经委员会第九次会议上中央就首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统并在2021年10月发布的中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见中延续此前表述并强调传统能源的重要作用同月国家发改委发布了关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知放宽了煤电上网电价的浮动范围针对绿色电力国家在2021年9月提出完善能源消费强度和总量双控制度方案和绿色电力交易试点工作方案还原绿色电力商品属性并促进其消纳2022年2月国家发改委出台了关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见推动形成适合中国国情有更强新能源消纳能力的新型电力系统2022年11月国家发改委发布了关于加快推进电力现货市场建设工作的通知推动电力现货市场从地方试点到全国运行表22021-2022年电改相关政策梳理时间政策名字政策类型中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工20211024碳中和作的意见20211026国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知碳中和国家发展改革委国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政2022210碳中和策措施的意见2021428关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知电力市场20211122省间电力现货交易规则试行电力市场20211124关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见电力市场2021611关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知电源侧电价20211011国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知电源侧电价2021518国家发展改革委关于十四五时期深化价格机制改革行动方案的通知电价202182国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知电价国家发展改革委等部门关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障2022110用电侧能力的实施意见2022129十四五现代能源体系规划长期规划202261十四五可再生能源发展规划长期规划2022829加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划长期规划20221117电力二次系统安全管理若干规定安全管理资料来源中国政府网国家能源局中信证券研究部2023年年初以来电力领域政策进一步加快出台政策关注点逐渐从前端的电源侧过度到电网侧和负荷侧输配电价经历两轮监管周期改革后第三轮监管周期下正式按照市场化原则定价2023年5月国家发改委印发关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知下文称526号文输配电价改革以三年为一周期于2017年和2020年分别完成第一监管周期2017-2019年和第二监管周期2020-2022年的输配电价核定第三监管周期的改革力度更大真正开始按照准许成本合理收益的原则核定输配电价同时容量电价方面本次改革按照不同电压等级核定容量电价并将需量电价与负荷率挂钩输配电价形成机制的市场化有助于促进电力用户公平负担输配电成本合理配置资源请务必阅读正文之后的免责条款和声明6碳中和系列报告之十四2023712表3关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知改革重点改革重点具体内容及意义用户用电价格逐步归并为居民生活农业生产工商业用电三类需要指出526号文取消了大工业和一1简化用电用户分类般工商业用户分类全部归并为工商业及其他用电此举首次实现工商业同价全覆盖执行工商业用电价格的用户从通过用户类别划分改为通过电压等级划分电价结构更加合理1用电容量在100千伏安及以下的执行单一制电价2按照不同电压等级核定容2100千伏安至315千伏安之间的可选择执行单一制或两部制电价量电价3315千伏安及以上的执行两部制电价现执行单一制电价的用户可选择执行单一制或两部制电价需指出同一电压等级的工商业用户走向同价有利于促进电力用户公平负担输配电成本合理配置资源3需量电价机制与负荷率挂选择执行需量电价计费方式的两部制用户每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的当月需量电价按钩核定标准的90执行每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以用户合同变压器容量原包含在输配电价内的上网环节线损费用在输配电价外单列抽水蓄能容量电费在输配电价外单列并且纳4各项费用单列同时支持入系统运行费用本轮核价首次将新能源配套接网工程纳入国家政策性重大投资经国家认定后全额纳入输配新业态高质量发展电价此举可支持新能源消纳利用同时明确抽水蓄能容量电费随输配电价回收与抽水蓄能价格政策衔接更好发挥新型电力系统主力调节器作用调整后工商业用户电价包括上网电价含容量补偿电价上网环节线损费用输配电价系统运行费用包5明确工商业电价构成括辅助服务费用抽水蓄能容量电费各类损益分摊等政策性基金及附加等6明确居民农业电价政策继续执行现行目录销售电价政策资料来源国家发改委中信证券研究部作为完善电能量以外成本疏导机制之一的电力需求侧和负荷侧管理得到了政策加码2023年5月国家发改委出台电力需求侧管理办法征求意见稿和电力负荷管理办法征求意见稿以下简称两个管理办法电力需求侧管理是指综合采取合理可行的技术经济和管理措施在用电环节实施需求响应节约用电电能替代绿色用电智能用电有序用电推动电力系统安全降碳提效降耗电力负荷管理是指为保障电网安全稳定运行维护供用电秩序平稳促进新能源消纳提升用能效率综合采用经济行政技术等手段对电力负荷进行调节控制和运行优化的管理工作包含需求响应有序用电等措施表42023年5月出台的两个管理办法历史沿革和关注重点管理办法历史沿革和关注重点政策定位2017版管理办法的再次修订2010版电力需求侧管理办法需求侧管理侧重控制高峰负荷电力需求侧管理办法征2017版电力需求侧管理办法侧重提高用能质量促进可再生能源消纳等方面求意见稿2023版电力需求侧管理办法征求意见稿侧重需求侧响应章节即以经济激励为主的措施引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为政策定位2011年有序用电管理办法的升级版电力负荷管理办法征求2011版有序用电管理办法侧重于冬夏两季高峰期的负荷管理意见稿2023版电力负荷管理办法征求意见稿核心是将需求侧响应纳入电力负荷管理中资料来源国家发改委中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明7碳中和系列报告之十四2023712蓝皮书指出构建新型电力系统分三步走当前处于电力加速转型期2021年3月15日习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发展作出了系统阐述首次提出构建新型电力系统党的二十大报告强调加快规划建设新型能源体系为新时代能源电力发展提供了根本遵循2023年6月国家能源局发布新型电力系统发展蓝皮书下文简称蓝皮书对我国新型电力系统的发展进行框架搭建和路径规划根据蓝皮书定义新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务以源网荷储多向协同灵活互动为坚强支撑以坚强智能柔性电网为枢纽平台以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统是新型能源体系的重要组成和实现双碳目标的关键载体图1新型电力系统三步走发展路径资料来源新型电力系统发展蓝皮书中信证券研究部按照党中央提出的新时代两步走战略安排要求锚定2030年前实现碳达峰2060年前实现碳中和的战略目标基于我国资源禀赋和区域特点以2030年2045年2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点制定新型电力系统三步走发展路径有计划分步骤推进新型电力系统建设的进度条加速转型期当前至2030年立足我国能源资源禀赋坚持先立后破有计划分步骤实施碳达峰行动期间推动各产业用能形式向低碳化发展非化石能源消费比重达到25新能源开发实现集中式与分布式并举引导产业由东部向中西部转移新型电力系统发展以支撑实现碳达峰为主要目标加速推进清洁低碳化转型总体形成期2030至2045年广泛形成绿色生产生活方式碳排放由峰值水平稳中有序降低用能需求增速放缓综合考虑用能结构转型调整用电需求在2045年前后达到饱和期间随着水电新能源等大型清洁能源基地的开发完成跨省跨区请务必阅读正文之后的免责条款和声明8碳中和系列报告之十四2023712电力流规模进入峰值平台期新能源发展重点转向增强安全可靠替代能力和积极推进就地就近消纳利用助推全社会各领域的清洁能源替代碳中和战略目标推动电力系统清洁低碳化转型提速新型电力系统总体形成巩固完善期2045至2060年实现全社会绿色转型和智慧升级是本阶段新型电力系统的核心功能定位高开放性是新型电力系统持续演化释放战略价值潜力的关键驱动力随着支撑新型电力系统构建的重大关键技术取得创新突破以新能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用助力新型能源体系持续成熟完善当前电力系统主要矛盾集中在电力供应消纳稳定和机制四方面一电力供应紧张引发用电安全危机多重因素叠加下部分地区电力供应紧张保障电力供应安全面临突出挑战当前国际局势依然复杂多变能源价格高企动力煤天然气等大宗商品价格大幅上涨国内煤炭天然气供应紧张价格处于阶段高位火电企业经营困难另外近年来极端天气突发频发造成电力负荷大幅攀升也影响了可再生能源出力增加了电力安全供应压力长期来看预计我国电力需求仍维持稳步增长趋势尖峰负荷特征日益凸显规模持续增加但累计时间短出现频次低所占电量小增加了投资成本与保供难度新能源装机比重持续增加但电力支撑能力尚有待增强2021年我国夏季出现拉闸限电情况仅依靠新能源不能解决用电高峰时的最高负荷2021年8月东北地区出现的对居民用电拉闸限电的情况引发了市场关注本次拉闸限电的根本原因是全国性煤炭紧缺导致煤电价格倒挂火电企业发电意愿较差2020年底时我国煤电装机占比已经下降到了50以下风电光伏装机占比接近30但是从发电量来看只占10风电光伏的高速发展并不能填补煤电去产能造成的用能空白2017-2019年高速增长的装机量并没有带来发电量的迅速增长相反随着煤电厂产能进一步被压缩后各地先后出现了用电荒据财经报道东北三省风电总装机在2021年达到约3500万千瓦但冷空气过后风电出力明显下降限电期间风电出力远不足装机容量的10夏季高峰期东北3500万千瓦风机电总装机一度总出力只有34万千瓦同时2022年水电由于枯水期较长发电量占比持续走低可再生能源的不稳定性加剧了电力紧缺请务必阅读正文之后的免责条款和声明9碳中和系列报告之十四2023712图2风光发电量并没有随着风光装机上升而迅速增长图3东北地区夏冬期间有效风能密度低于均值火电占比火电装机占比风光占比右轴风光装机占比右轴10000350030008000250060002000400015001000200050000000020102021201120122013201420152016201720182019202020222009资料来源Wind中信证券研究部资料来源Spatiotemporalcharacteristicsofwindenergyresourcesfrom1960to2016overChinaFENG中信证券研究部进入2022年极端天气条件下本来就紧平衡的电力供求关系进一步被打破2022年夏季电力保供面临高温少水小风不利局面区域性高温事件综合强度达到1961年有完整气象记录以来最强在需求侧造成了较高的负荷压力在供给侧高温天气造成长江干流和主要支流来水量为有水文记录以来同期最枯三峡水库2022年7-8月平均入库水量不足20000立方米秒而四川省发电能源结构较为单一水电占据了80的发电装机容量加之四川承担着与东部多省的水电外送协议多重因素叠加使得本就处于紧平衡状态的电力供求关系被打破四川作为全国水电装机第一大省首次在汛期出现电量短缺对我国新型电力系统建设提出了更高要求图42022年三峡水库7-8月份入库水量不及预期立方米秒图52022年全国多省出现高温干旱天气202020212022202380000700006000050000400003000020000100000日日日日日日日日日日日日111111111111月月月月月月月月月月月月123456789101112资料来源Wind中信证券研究部资料来源新型电力系统发展蓝皮书中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明10碳中和系列报告之十四2023712海外政局动荡抬升能源价格同时电价刚性且缺乏调峰容量电价等收益机制2022年受海外政局动荡影响煤炭天然气等能源产品价格大幅上涨2022年动力煤最高价格在3月份达到1605元吨是2018-2021年平均价格的三倍之多天然气价格在2021-2022年也经历了较为明显的上行震荡为能源需求侧带来较高的成本压力欧盟27国居民用电自2020至2022年涨幅达到100目前国内来看虽然燃煤发电市场交易价格浮动范围已经放宽至20但电价尚存较强的刚性因此仍然难以完全消化煤价上涨带来的冲击煤电仍受煤炭供应紧张限制同时电力市场机制建设尚未健全缺乏调峰容量电价等收益机制市场冗余容量得不到有效的利用和配置图6国内煤炭价格元吨图7海外天然气价格和居民用电价格秦皇岛港平仓价动力末煤Q5500山西产天然气现货价俄罗斯产德国港口美元百万英热单位美国天然气出口价美元千立方英尺动力煤价格指数RMBCCI进口4700含税欧盟27国居民用户电价右轴所有档欧元千瓦时80015200060150001401000005500200002020-12020-32020-52020-72020-92021-12021-32021-52021-72021-92022-12022-32022-52022-72022-92021-112020-112022-11资料来源Wind中信证券研究部资料来源Wind中信证券研究部二绿电消纳瓶颈从弃风弃光到贱风贱光电力可分为计划用电和市场用电前者过去可为新能源提供稳定的价格我国按照消纳主体可以把电力区分为居民农业用电和工商业用电其中居民农业用电在我国属于计划性的保障用电由电网企业负责统购统销而工商业过去也是需要和电网购买部分计划用电但是2021年年底发布的关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知将所有的工商业都推入了市场现在电网的销售目录电价上只有居民和农业用电因此目前除居民农业用电以外均需要通过电力市场进行交易电力市场对于新绿电的劣势是无法提供稳定的收购价格而在平价时代的计划用电可以由电网企业以平价保障性收购过去居民农业用电远高于绿电供给量绿电消纳有比较稳定的渠道未来绿电更多将由工商业来消纳我国居民用电占总用电量占比近年稳定在15的水平而风光发电占比近年已经接近12的水平由于风光发电的间歇性其与我国居民用电的负荷曲线并不吻合举例来说居民用电高峰一般在晚上7点-9点此时光伏发电是无法发力的参考宁夏和新疆的优先发电用电计划用于居民农户用电的绿电百分比约为40也就是目前占全国发电6的绿电可以通过计划居民农业用电消纳剩下的6需要通过市场消纳未来居民用电增速预计小于风光发电占比的提升速度因此未来更多的绿电将由工商业消纳根据上述的假设我们简单进行了测算发现2022年绿电中超5成或已由市场进行消纳这个数字到2030年预计将变成70请务必阅读正文之后的免责条款和声明11碳中和系列报告之十四2023712表5风光绿电消纳主体占比测算201520162017201820192020202120222025E2030E全社会发电量亿度574006022864529699477326976264837688388698502128739居民与农业用电合计亿度82969129985010413110301180912766127831501119619绿电供给亿度2251307442245427629372769826119001576025748居民用电占比14151515151515151515绿电供给计划用电需求2734435257627793105131理论工商业消化电量亿度284126218812553472067869756017900理论居民与农业用电占比9377706552433830理论工商业消纳占比723303548576270资料来源Wind中信证券研究部预测注2025年和2030年发电总量按年平均增速55预测居民用电占比假设维持15不变假设居民用电中的绿电消纳比例自发自用维持40未来绿电消纳将更多依赖市场化途径消纳分布式装机能解决部分消纳但作用有限未来市场化消纳占比的提升或对国内绿电装机需求有所压制目前除居民用电外所有的电量都是市场化交易用电市场化占比必将逐年升高但是这其中还要排除分布式装机中自发自用的电量分布式光伏可以分为户用分布式光伏和工商业分布式光伏用户在装机时可以选择全额上网和自发自用余量上网户用在推广时一般采取全额上网工商业分布式自发自用比例大致在70左右考虑分布式后绿电的消纳模式可以简单分为以下三种自发自用消纳量保障消纳量和市场消纳量根据各类风电光伏的装机存量和各自的平均发电利用小时数风电2000小时光伏1000小时可以计算出不同类型装机的年发电量消纳方面假设计划性的居民用电中40是绿电剩余绿电由工商业市场化消纳分布式光伏发电中70自发自用经测算分布式自发自用消纳量近年占所有绿电比重在5左右绿电市场化消纳部分或已从2017年的36上升至2022年的50左右2030年或将达到23左右与此对应的是保障性消纳占比持续被压降由于市场化消纳的价格通常较低且消纳量无法得到保障风光装机的收入存在较大的不确定性所以未来不确定性更强的市场化消纳模式占比的上升势必会对新能源装机的需求有所压制图8绿电的三种消纳模式占比测算分布式自用消纳量占比保障消纳量占比市场消纳量占比1000000369018024029880434525705706396050996990932766406996463051542320370288100041032546156515160732015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2025年E2030年E资料来源Wind中信证券研究部预测请务必阅读正文之后的免责条款和声明12碳中和系列报告之十四2023712三电网运行安全供需双向波动带来安全挑战高比例可再生能源和高比例电力电子设备的双高特性日益凸显安全稳定运行面临较大风险挑战相比于同步发电机主导的传统电力系统双高电力系统低惯量低阻尼弱电压支撑等特征明显且我国电网呈现交直流送受端强耦合电压层级复杂的电网形态送受端电网之间高低压层级电网之间协调难度大故障后易引发连锁反应全国来看电网功率供需整体处于紧平衡状态山东江苏浙江广东等电力需求大省已尽力实现按需产电但华东华北多省仍然存在约20的供电缺口现阶段主要由远距离特高压输送电进行填补中东部地区多条直流集中汇入本地电源支撑能力弱电压频率稳定问题严峻同时形成多个密集通道电网安全风险突出随着高比例新能源新型储能柔性直流输电等电力技术快速发展和推广应用系统主体多元化电网形态复杂化运行方式多样化的特点愈发明显对电力系统安全高效优化运行提出了更大挑战图9中国2021年用电发电负荷万千瓦30000发电负荷用电负荷250002068820974200001848213918150001152710000613550000华东华北南方华中西北东北资料来源Wind中信证券研究部绘制电能产用不平衡西电东送弥补供电缺口我国电力供需情况总体沿胡焕庸线两侧分布以东地区多存在电力短缺而以西地区尤其是四川云南内蒙古成为电力主要输出省份国网南网交直流电网保障各省电力供应与此同时特高压国网建设进入快车道累计线路长度达到近4万公里输送电量2019年后超过4500亿千瓦时变电容量2008-2015年年均增长2700万千瓦到近五年年均增长17亿千瓦随着用电规模的扩大和用电负荷波动性的增加特高压输电建设仍极具必要性未来将参与形成新能源发电柔性直流线路输电交直系统变电需求端用电的电力体系建设请务必阅读正文之后的免责条款和声明13碳中和系列报告之十四2023712图10特高压输电线路建设截至2021年底图11特高压输电线路建设及输送电量50000年输送电量右轴亿千瓦时5000累计线路长度公里400004000累计变电换电容量万千瓦30000300020000200010000100000资料来源Wind中信证券研究部资料来源Wind中信证券研究部四电价体制问题电价位置结构难以匹配成本近年电价处于下降通道电价位置结构无法充分反映真实成本新一轮电改以来我国电价上网电价输配电价销售电价一直处于下降通道上网电价方面中国上网电价的下降与中国市场化电量提升有关2016至2020年年均增长率为-15输配电价方面2020年疫情期间工商业电价统一按到户电价水平95结算我国在两轮输配电价核定中降的是一般工商业电价2016至2020年年均增长率为-40销售电价方面中国受电力市场化改革政策性降价电源结构变化等因素销售电价持续下降20162020年年均增长率为-30根据中电联发布的适应新型电力系统的电价机制研究当前电价组成结构还存在一些因素导致电价难以充分反映电力生产真实成本我国当前电价形成机制存在的问题包括交叉补贴现象严重辅助服务成本和容量成本无法疏导跨省跨区交易存在市场壁垒价格传导不通畅及电价机制受到的行政制约较多等中电联发布的适应新型电力系统的电价机制研究认为当前的电价机制存在四个主要问题包括煤电价格形成机制输配电价定价机制新能源绿色价值和疏导调节系统成本其中我们认为在当前能源价格回落输配电价改革初见成效的背景下疏导系统调节成本是体现新能源绿色价值的前提也将是短期电力改革的重中之重合理设计电价组成结构将是改革关键请务必阅读正文之后的免责条款和声明14碳中和系列报告之十四2023712图12当前我国电价机制存在的主要问题及有关建议资料来源中电联适应新型电力系统的电价机制研究中信证券研究部电力产业政策展望源网荷储需同时发力电力系统改革可分为产业和制度两个层面产业层面改革直击痛点制度层面改革建立配套机制助力产业发展构建新型电力系统需要从产业和制度两方面入手产业层面即从上文所归纳的主要矛盾中的供应消纳和稳定三方面引导源网荷储的建设和转型制度层面则是从市场电价和财税补贴等方面发力助力源网荷储的建设和转型电源侧火电保供调峰水电兼顾环境风光精准消纳核电逐步放开我国电力装机和发电量当前仍以火电为主但是装机和电量的增量以风光为主电力供给端风电光伏等可再生能源发电装机容量有限2022年风电光伏合计装机容量为758亿千瓦时占全国总发电装机比重30而火力发电装机超过50在未来一段时间内仍将发挥兜底保供调频调峰备用供电的基础作用但从发电装机增量来看光伏装机在2022年达到8605万千瓦时风电装机也达到了与火电持平的3600万千瓦时风光发电装机已从起步推进阶段向规模化铺设迈进未来将成为我国电源侧的主要能源供给图13各类能源累计发电装机容量万千瓦图14各类能源新增发电装机容量万千瓦火电水电太阳能太阳能风电火电风电核电全国水电核电300000001000000250000008000002000000060000015000000400000100000005000000200000000000201820192020202120222019202020212022资料来源国家电网Wind中信证券研究部资料来源国家电网中信证券研究部请务必阅读正文之后的免责条款和声明15碳中和系列报告之十四2023712火电经历了20212022年的缺电行情电力保供是政策层首先考虑的内容短期煤炭保供效果明显上网电价浮动范围或维持不变煤电顶牛问题是长期以来制约煤炭发电企业保供支撑能力的关键症结煤价随行就市电价被牢牢锁死造成价格传导机制堵塞不畅在政策层面我国对于电价机制改革保持着积极的探索2021年10月国家发改委发布的关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知明确有序推动全部燃煤发电电量进入市场形成市场交易电价将上下浮动的范围扩大为原则上均不超过20目前煤炭价格处于下行周期燃煤发电企业上游成本压力较低且政策层面国家发改委和中国煤炭运销协会先后发布关于做好2023年能源电力迎峰度夏工作的通知和煤炭保供稳价工作倡议书要求严格履行煤炭保供中长期合同做好电煤产运需协调由此看来短期内煤炭保供工作能够得到较大程度的支撑在政策层面煤电上网电价的上下浮动范围或将依旧维持在20水平当然长期来看推动煤价上网电价用户电价三价联动加快电力市场化改革是必然趋势和方向从电力系统的角度来看火电短期仍是最好的灵活性电源如何设计好辅助服务市场和火电容量电价是改革重点一方面需要构建完善包括有功平衡服务无功平衡服务和事故应急和恢复服务等机制在内的辅助服务市场机制充分挖掘火电储能和用户端的潜力电力调度机构可根据电网的最大负荷及可再生能源出力确定电网调频和备用辅助的需求量同时还应当完善容量电价机制设计使得用户可根据用电负荷购买或出售相应的发电有效容量在存量机组价格方面可采用基准价上下浮动的市场价格机制按照经营期电价方法确定容量基准价根据燃煤燃气水电核电这几种机组的投资成本高低确定上下浮动价在增量机组价格层面通过双边协商招标或交易所进行价格撮合还需要容量价格调整机制进行支撑发电企业的发电容量应当具备一定的可调性并根据可再生能源运行情况和市场需求对市场容量进行调整电力辅助服务管理办法下文称管理办法明确了辅助服务的补偿方式与分摊机制强调按照谁提供谁获利谁受益谁承担的原则增加了用户侧参与服务费用分摊机制现有辅助服务品种需进一步适应系统运行需要仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求过去电力辅助费用由发电侧并不具备调峰能力的电源进行承担电力辅助服务市场发展受限管理办法提出补偿费用由发电企业市场化电力用户等所有并网主体共同分摊逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围而且从电价改革的方向来看市场化电力用户的电价是由电能量交易价格输配电价格辅助服务费用政府性基金及附加等构成辅助服务价格是终端电价的组成部分请务必阅读正文之后的免责条款和声明16碳中和系列报告之十四2023712图15发电侧未来将共同承担辅助服务费用资料来源观研天下中信证券研究部水电建设对地理环境要求较大且出力大小听天由命蓝皮书提出要兼顾环境保护短期或不是政策关注重点水力发电供给能力与河流流量水库入库量密切相关因此易受到气候变化的扰动在类似2022年夏季的极端天气下或出现限电减产等情形对居民生活和工业生产造成不利影响与此同时水电等传统非化石能源受站址资源约束增速呈现放缓趋势蓝皮书中强调统筹水电开发与生态保护在坚持生态优先的前提下结合资源潜力持续积极建设重点流域水电等非化石能源这一方面意味着未来水电的建设或面临更为严苛的资源环境约束另一方面电站选址更为考量聚焦于重点流域侧重电站的综合效益因此预计在短期内水电建设将不会是政策的重点关注方向风光在消纳端政策层将聚焦如何保障其以合理的价和量消纳从而促进风电光伏装机的正向循环一方面电能量市场中长期交易是保证量价平衡的主要机制电力中长期交易是目前主流的电力市场化交易模式早先东部地区风电光伏主要以参与中长期市场为主根据中电联的数据显示2022年市场化交易电量占社会用电量比重为601中长期合约占市场电比重近80其中省内交易部分占比969只有31的中长期电力合约涉及省间交易电力中长期合约按照时间可以分为年度合约月度合约与周度合约售电公司根据所代理用户的用电负荷情况在电力交易过程中选购不同期限的电力交易中长期交易价格理论上应该反映电厂的长期成长相比现货市场能卖出更高的价格光伏风电企业更愿意在中长期市场出清发电量另一方面通过绿电市场和绿证制度提升发电溢价对风电光伏发电侧形成激励目前国家从中长期交易中独立了绿电品种进行单独交易直接对接存在绿电需求的企业谋求更高的绿电价格2021年6月11日国家发改委发布关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知称2021年新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价以更好地体现光伏风电的绿色电力价值2021年9月国家发改委能源局批复绿色电力交易试点工作方案后我国首次绿色电力交易启动将绿色电力与对绿电有需求的用户直接对接共有17个省份259家市场主体参与达成交易电量7935亿千瓦时此外我国还针对风电光伏企业补贴推出了绿证制度绿电企业可以通过在市场出售绿证获得补贴请务必阅读正文之后的免责条款和声明17碳中和系列报告之十四2023712图16绿证模式与绿电模式资料来源国家能源局中信证券研究部绘制风光贡献了电源侧的大部分随机性和波动性高精度功率预测储能以及指挥调控将是解决随机波动性的关键新型电力系统的主要特点是风光占比较高对调峰调频的需求较大为推动构建以新能源为主体的新型电力系统充分发挥市场机制对能源清洁低碳转型的支撑作用2021年12月国家能源局修订印发电力并网运行管理规定电力辅助服务管理办法随后各区域监管局分别出台各自的两个细则对于发电侧主体并网技术进行指导和考核在高精度功率预测方面按照周期长短对新能源功率预测准确性作出要求例如华东并网运行管理细则按照中期0-10天短期0-3天超短期15分钟-4小时对风电光伏最低功率预测精度的考核要求设置为75-97不等储能调节响应通常包含以抽水蓄能为主的传统物理储能和较大规模的电化学飞轮和压缩空气等新型储能同时通过将车联网平台智慧能源服务平台第三方独立主体聚合平台等可调节负荷进行并网同样能够增强电源侧稳定性指挥调控方面包含一次调频自动发电控制AGC自动功率控制APC无功调节和转动惯量等在内的基础和有偿辅助服务成为应对电源侧随机波动性的关键技术支撑核电是较为优质的基荷电源过去受制于安全顾虑审批阻滞未来或逐步放开核能是一种高效清洁的能源形式它可以在不产生大量二氧化碳等温室气体的情况下提供大量的电力然而因其涉及到放射性物质和核反应核能也被认为是一种高度危险的能源形式核电本身是一种高度复杂的技术如果不正确地使用可能会造成严重的事故从而对人类和环境造成严重危害现代化的核电站采取了多种措施来确保其安全性经过规范的设计运营和废物处理其危险性可以被控制在一定范围内然而一旦发生事故对于地区来讲则是毁灭性打击对于高度依赖核电的国家来讲例如日本则会造成能源供给的系统性短缺和冲击近十年政策对核电行业的走势起着决定性影响亦推动新增核电项目从审批放缓暂停重启再到提速自2011年日本福岛发生核安全事故以来我国的核电审批进展放缓2015年适逢十二五规划收官之年8台新机组审批通过核电重启升温2016至2018年我国核电停止审批一方面由于福岛事故后公众舆论压力仍存另一方面源请务必阅读正文之后的免责条款和声明18碳中和系列报告之十四2023712于福岛事故后新机组要求达到三代机组的安全性2018年之前国内三代核电并无商运投产案例因此审批谨慎随着三代核电项目落地2019年核电审批重启2019年2020年2021年分别核准4台4台5台机组2022年4月国常会召开核准三个核电项目浙江三门山东海阳广东陆丰近年核电项目的批复传递出我国加快发展核电的积极信号但当前核电发电量在我国电力结构中的占比仅为5左右相较全球平均占比106的水平仍显现出我国对于核电发展谨慎有序的态度电网侧远距离输电和就地平衡兼容加强配电网以及分布式智能电网电网侧作为垄断行业过去存在重输电轻配电的情况未来电网投资将向配电网倾斜电网的规模经济性和网络经济性使得输配电业务具有自然垄断属性我国早期的电网规划建设一直存在着重输轻配强调能源资源与经济发展要求逆向分布的情况忽视或消极对待本地可再生能源的开发和配电网的发展在电网建设投资中主网投资的核心指标是用电量增速随着这一指标的减缓加之骨干网架建设日益完善从十一五到十四五的国网投资情况可以看到目前电网投资的重点正在继续向配电网转移十四五规划提出配电网投资占比目标为60图17国家电网投资情况亿元图18全国用电量和用电量同比亿度国家电网总投资国网配电投资占比用电量亿度用电量同比25000701000001860900001620000800001450700001215000600004010500003081000040000203000065000410200001000020000十一五十二五十三五十四五E20062010201420182022资料来源国家电网含规划中信证券研究部资料来源Wind中信证券研究部以特高压为代表的输电业务构成了中国电网的骨骼在以集中式装机为主的时代下是电网投资建设的主要方向特高压电网的发展与过去新能源装机的快速增长密不可分由于我国风光资源的分布和用电需求的分布存在较大的不平衡特高压成为了调节经济欠发达地区集中式电站发电与沿海经济发达地区用电平衡的重要手段可以说特高压的规划建设为我国后续以风光为代表的新能源大基地发展提供了必要的物理条件同时特高压项目具有投入高技术门槛高的特点并且此类电力基础设施项目直接关系到国民经济的发展因此特高压项目一直都以国家投资为主以国家电网南方电网为主体行业有较强的垄断属性行业上下游的业绩表现依赖当年的政府规划截至2022年底我国已正式投运16交22直共计38个特高压线路请务必阅读正文之后的免责条款和声明19碳中和系列报告之十四2023712图19特高压投运数量图20十四五大基地和特高压发展布局特高压交流投运数特高压直流投运数252015105020082010201220142016201820202022资料来源国家电网南方电网中信证券研究部资料来源中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要中信证券研究部各城市的配电网构成了中国电网的神经网络未来分布式装机居多的情况下微电网的发展将推动配电侧投资增长近年来随着可再生能源资源的充分开发利用促使越来越多的分布式电源直接接入配电网使配电网具备了供电的功能和平衡部分电力需求的能力与之对应的是传统集中式电源火电建设数量减少或速度减缓或逐渐退出电力系统对于配电网改造的需求已经超过对于输电网的建设需求未来电网的建设规划或从外延型电网变为内涵型电网即关注的方向从增加跨省的输电能力转向为省内配电网的调度能力优化新型电力系统发展蓝皮书中也明确指出要坚持就地平衡就近平衡跨区域平衡互济提高新能源就近消纳利用规模解决就近消纳可以有两种方式一种是在电力资源丰富地区引入负荷例如2021年推动的东数西算另一种是在电力需求旺盛的地区加强分布式能源的建设构建微电网直接消纳这都需要配电网的配套建设从海外经验和实际情况来看配电业务较输电业务市场化属性更强预计未来将有序向社会资本放开智能分布式电网建设将是重点方向与输电网的统一性整体性枢纽性的特点相反配电网具有分散性局域性终端性的特点由此决定了配电业务属于竞争性业务从海外经验来看输配各自独立经营已经成为电力市场化国家的标准模式2022年9月发改委在介绍深化改革开放有关工作情况的发布会上表示未来配售电侧改革持续推进有序向社会资本放开配电业务预计将来配电业务的放开或将带来社会资本极大的投资机会方向上来看为满足分布式新能源规模化开发需要政策将支持丰富配电网调节手段加强配电网一二次融合和智能化升级持续提升配电网灵活性和承载力围绕分布式新能源并网消纳边远地区供电保障工商业园区个性化用能需求等典型场景开展市内分布式智能电网示范建设请务必阅读正文之后的免责条款和声明20